Per Capacity Market si intende la serie di misure in grado di garantire la sicurezza del sistema e l'approvvigionamento di energia elettrica. In pratica si tratta di prevedere una remunerazione accessoria per quei fornitori di capacità elettrica che si impegnano a mantenerla e a metterla, in caso di necessità, a disposizione del sistema. L’esigenza di dare vita a un mercato dalla capacità si è evidenziata in Italia da almeno un decennio. Il percorso si è positivamente concluso con il “timbro” europeo nel febbraio del 2018, quando l’UE ha approvato, sulla base delle norme sugli aiuti di Stato, i meccanismi di capacità elettrica in sei Stati membri, fra cui l’Italia, secondo un modello approvato nel giugno 2014 dal Ministero dello Sviluppo Economico. L’avvio del Capacity Market in Italia è atteso per la seconda metà del 2018, al termine della fase di consultazione avviata da Terna per la definizione dei prezzi di remunerazione.

Come spesso accade nei processi decisionali alla soddisfazione per il raggiungimento dell’obiettivo fanno da contraltare le considerazioni legate ai profondi cambiamenti che sono occorsi, durante il periodo di gestazione, nel mercato elettrico italiano che oggi non è certamente quello del 2008. L’aumento cospicuo della generazione distribuita ha sostanzialmente obbligato la presenza di un mercato della capacità per preservare la sicurezza della fornitura e per far fronte a l'aleatorietà delle fonti a cui il sistema si trova esposto.

Il tradizionale modello “energy only”, nel quale la remunerazione degli investimenti in capacità di generazione avviene esclusivamente mediante la vendita dell’energia prodotta presenta una serie di criticità che potrebbero essere risolte mediante il meccanismo di mercato della capacità. Nell’”energy only” infatti, è necessario non porre limiti ai livelli di prezzo dell’energia in condizioni di scarsità di offerta, il cosiddetto “price cap” che presenta però condizioni non sostenibili nel caso di lunghi periodo di prezzi estremamente elevati. Altro elemento negativo è il verificarsi di situazioni cicliche – i cicli di boom-and-bust – nei quali la sicurezza del sistema è messa a rischio dal susseguirsi di fasi in cui i bassi prezzi dell’energia non favorisce l’investimento in capacità con momenti in cui i prezzi alti dell’energia disincentivano investimenti in nuova capacità a causa della maggior incertezza sulla redditività futura. Inoltre, i modelli di gestione regolati da una borsa elettrica che agisce su scale temporali di breve termine e su un meccanismo di prezzo marginale, portano, in presenza di una forte presenza di fonti rinnovabili non programmabili con costi marginali pressoché nulli, a far vacillare le fondamenta del sistema di pricing. Non è stato raro assistere in Italia a offerte a prezzo zero, supportate dalla presenza di incentivi, che hanno messo in crisi i sistema di generazione termoelettrica e la loro redditività. Questo però contrasta con la reale necessità di disporre di capacità di generazione programmabile per la fornitura dei servizi di riserva e per il bilanciamento che sono garantiti in un sistema di remunerazione “in potenza”, fornita dal Capacity Market.

Ma come funziona il mercato delle capacità? Il modello italiano prevede che Terna fissi l’obiettivo della probabilità di disalimentazione del carico (LOLE - Loss Of Load Expectation). Da questo si determinano le curve di domanda di capacità di generazione, per ciascuna zona di mercato e per ciascun anno del “periodo di consegna” della capacità. Questo orizzonte temporale consentirà, a regime, di negoziare la disponibilità di capacità produttiva, già esistente o da realizzare ma senza incentivi, su periodi “di consegna” triennali posti a distanza di 4 anni dal momento della negoziazione. Chi vorrà accedere al mercato parteciperà ad aste al ribasso sull’ammontare del “premio” annuo, espresso in €/MW-anno. Il premio riconosciuto sarà corrispondente all’offerta “marginale”, ossia all’offerta accettata caratterizzata dal premio più elevato.

Gli obblighi per i fornitori di capacità sono di offrire, sul Mercato del Giorno Prima (MGP)/Mercato Infragiornaliero (MI) la capacità impegnata e sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) la capacità impegnata non accettata sui due precedenti mercati. L’eventuale differenza positiva tra il prezzo conseguito su MGP/MI/MSD ed il “prezzo di esercizio” dovrà essere corrisposta, con un paramento di calcolo, a Terna.

RSE ha già svolto, dal 2006, analisi e simulazioni del modello italiano di Capacity Market sul medio-lungo termine. I risultati mostrano l’efficacia e l'efficienza del modello che andrebbe a supplire alle carenze determinatesi da un’ampia disponibilità di capacità produttiva ma senza Capacity Market. La sua introduzione avrebbe portato il margine di riserva a livelli accettabili, superiori al 10%. Viceversa il mercato “energy only” avrebbe visto una progressiva riduzione delle riserve fino a livelli prossimi al 5%, incompatibili con l’obiettivo di sicurezza della fornitura.